Elektrownia wodna Urządzenie pomiarowe Konfiguracja wyboru i system zarządzania mocą instalacji

NB/T 10861-2021 „Specyfikacja projektowa konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych” zawiera szczegółowe wymagania i wytyczne dotyczące konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych. Urządzenie pomiarowe stanowi ważny element monitorowania pracy elektrowni wodnej elektrowni. Pomiar elektrowni wodnej dzieli się głównie na pomiar wielkości elektrycznych i pomiar wielkości nieelektrycznych. Pomiar elektryczny odnosi się do pomiaru parametrów elektrycznych w czasie rzeczywistym za pomocą energii elektrycznej, w tym prądu, napięcia, częstotliwości, współczynnika mocy, moc czynna/bierna, energia czynna/bierna itp.;pomiary nieelektryczne odnoszą się do użycia przetworników do konwersji energii nieelektrycznej. Pomiar sygnałów elektrycznych 4–20 mA lub 0–5 V, w tym temperatury, prędkości, ciśnienia, poziomu cieczy, otwarcia itp. W tym eseju omówiono wyłącznie urządzenie pomiarowe i zużycie energii systemu zarządzania elektrownią wodną zgodnie z normą i nie obejmuje konfiguracji mikrokomputerowego zabezpieczenia elektrowni wodnej.

1.Postanowienia ogólne

1.0.1 Niniejsza specyfikacja ma na celu ujednolicenie projektu konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych, zapewnienie długoterminowej, bezpiecznej i stabilnej pracy elektrowni wodnych oraz poprawę ogólnych, kompleksowych korzyści ekonomicznych elektrowni wodnych.

1.0.2 Niniejsza specyfikacja ma zastosowanie do projektowania konfiguracji urządzeń pomiarowych dla nowo budowanych, przebudowywanych i rozbudowywanych elektrowni wodnych.

1.0.3 Projekt konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych powinien aktywnie wykorzystywać nowe technologie i produkty, które przeszły ocenę.

1.0.4 Konfiguracja i konstrukcja urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych powinna odpowiadać wymaganiom systemu elektroenergetycznego w zakresie ilości informacji zbieranych w elektrowni i sposobu gromadzenia informacji.

1.0.5 Projekt konfiguracji urządzeń pomiarowych w elektrowniach wodnych powinien być nie tylko zgodny z niniejszym kodeksem, ale także z obowiązującymi normami krajowymi.

2.Terminologia

2.0.1 Pomiary elektryczne

Pomiar parametrów elektrycznych w czasie rzeczywistym za pomocą energii elektrycznej.

2.0.2 Pomiar energii

Pomiar parametrów energii elektrycznej.

2.0.3 Ogólny elektryczny miernik pomiarowy

W elektrowniach wodnych często stosuje się mierniki wskazówkowe, mierniki cyfrowe i tak dalej.

2.0.4 Miernik typu wskaźnikowego

Zgodnie z relacją między wskaźnikiem a skalą, aby wskazać zmierzoną wartość licznika.

2.0.5 Licznik cyfrowy

Na wyświetlaczu można bezpośrednio wyświetlić zmierzoną wartość licznika.

2.0.6 Licznik watogodzin

Przyrząd mierzący dane dotyczące aktywnej i/lub biernej energii elektrycznej.

2.0.7 Inteligentne urządzenie do pobierania próbek AC

Próbkowanie mocy o częstotliwości prądu przemiennego, bezpośrednio do jednostki przetwarzającej dane w celu przetworzenia w celu uzyskania napięcia, prądu, mocy czynnej, mocy biernej, współczynnika mocy, częstotliwości, mocy czynnej, mocy biernej i innych parametrów, a także poprzez wielofunkcyjne wyjście standardowego interfejsu komunikacyjnego inteligentny licznik.

2.0.8 Przetwornik

Mierzyć poprzez konwersję prądu stałego, napięcia stałego lub cyfrowego urządzenia sygnalizacyjnego.

2.0.9 Klasa dokładności przyrządów pomiarowych

Przyrządy pomiarowe i/lub akcesoria spełniające określone wymagania pomiarowe, zaprojektowane w celu zapewnienia, że ​​dopuszczalny błąd i zmiany poziomu będą się znacznie różnić w określonych granicach.

2.0.10 Elementy automatyki

Komponenty i/lub urządzenia do monitorowania danych o stanie, realizacji działań w elektrowniach wodnych.

2.0.11 Pomiary nieelektryczne

Pomiar temperatury, ciśnienia, prędkości, przemieszczenia, przepływu, poziomu, wibracji, wahadła i innych parametrów nieelektrycznych w czasie rzeczywistym.

3.Pomiar elektryczny i pomiar mocy

 

Obiekty pomiarów elektrycznych obejmują generator wodny/silnik generatora, transformator główny, linię, autobus, transformator zakładowy, system prądu stałego itd. Rysunek 1 to schematyczny diagram okablowania elektrycznego elektrowni wodnej, przedstawiający okablowanie elektryczne generatora hydroelektrycznego zestaw, transformator główny, transformator liniowy i zakładowy.

Rys. 1 Schemat ideowy instalacji elektrycznej elektrowni wodnej

3.1 Pomiar elektryczny i pomiar energii elektrycznej generatora/silnika generatora hydroelektrycznego.

3.1.2 Statyczne urządzenie rozruchowe o zmiennej częstotliwości silnika generatora powinno mierzyć następujące parametry.

3.1.3 Hydrogenerator/silnik prądotwórczy powinien mierzyć czynną i bierną energię elektryczną.Hydrogenerator, który może pracować w modulacji fazowej, powinien mierzyć dwukierunkową moc czynną;hydrogenerator, który może być z wyprzedzeniem fazowym, powinien być mierzony w dwukierunkowej mocy biernej;silnik generatora należy mierzyć w dwukierunkowej mocy czynnej i dwukierunkowej mocy biernej.

3.1.4 W przypadku hydrogeneratorów, które mogą pracować w modulacji fazowej, należy mierzyć moc czynną w obu kierunkach;w przypadku hydrogeneratorów, które mogą pracować z wyprzedzeniem fazowym, należy mierzyć moc w obu kierunkach. Silniki generatorów powinny mierzyć moc czynną i moc bierną w obu kierunkach.

3.1.5 Przy pomiarze kąta mocy czynnej systemu elektroenergetycznego należy zmierzyć kąt mocy generatora.

3.1.6 Po stronie wysokiego napięcia transformatora wzbudzenia należy mierzyć prąd trójfazowy, moc czynną i moc bierną.

Konfigurację monitorowania hydrogeneratora i transformatora wzbudzenia pokazano na rys. 2, a dobór sprzętu pokazano na rys. 1.

Rys. 2 Konfiguracja pomiarów elektrycznych hydrogeneratora

Tabela 1. Dobór monitoringu hydrogeneratora i transformatora wzbudzenia

3.2 Pomiar elektryczny i pomiar energii elektrycznej układu wzmacniająco-nadawczego

3.2.1 Elementy pomiarowe transformatora głównego i pomiary mocy powinny spełniać następujące wymagania:

1 Transformatory dwuuzwojeniowe powinny mierzyć prąd trójfazowy, moc czynną i moc bierną po stronie wysokiego napięcia, a jedna strona transformatora powinna mierzyć energię czynną i energię bierną.

2 Transformatory trójuzwojeniowe lub transformatory automatyczne powinny mierzyć prąd trójfazowy z trzech stron, moc czynną i moc bierną oraz powinny mierzyć energię czynną i energię bierną z trzech stron.Wspólne uzwojenie transformatora automatycznego powinno mierzyć prąd trójfazowy.

3 Jeżeli jednostka wytwórcza jest okablowana jako całość, ale generator jest wyposażony w wyłącznik automatyczny, należy zmierzyć napięcie linii bocznej niskiego napięcia i napięcie trójfazowe.

4 Moc czynną i moc bierną należy mierzyć po obu stronach transformatora stykowego oraz mierzyć energię czynną i energię bierną.

5 Jeżeli istnieje możliwość przesyłania i odbioru mocy, należy mierzyć moc czynną w obu kierunkach oraz mierzyć energię czynną w obu kierunkach;jeżeli możliwa jest praca z opóźnieniem fazowym i wyprzedzeniem fazowym, należy mierzyć moc bierną w obu kierunkach i mierzyć energię bierną w obu kierunkach.

Rys. 3 Konfiguracja pomiarów elektrycznych transformatora głównego elektrowni wodnej

Tabela 2. Wybór monitorowania transformatora głównego

3.2.2 Liniowe elementy pomiarowe powinny spełniać następujące wymagania:

1 Linie 6,3 kV ~ 66 kV powinny mierzyć prąd jednofazowy, a jeśli warunki na to pozwalają, można mierzyć prąd dwufazowy lub prąd trójfazowy.

2 Linie 35 kV i 66 kV powinny mierzyć moc czynną, a linie 6,3 kV ~ 66 kV mogą również mierzyć moc czynną i moc bierną, jeśli pozwalają na to warunki.

3 Linie 110 kV i wyższe powinny mierzyć prąd trójfazowy, moc czynną i moc bierną.

4 Linie 6,3 kV i wyższe powinny mierzyć energię czynną i energię bierną.

5 Jeżeli istnieje prawdopodobieństwo, że linia będzie przesyłać i odbierać moc, należy zmierzyć moc czynną w obu kierunkach oraz energię czynną w obu kierunkach.

6 Jeżeli linia może pracować z opóźnieniem fazowym lub przyspieszeniem fazowym, należy mierzyć moc bierną w obu kierunkach oraz mierzyć energię bierną w obu kierunkach.

7 Jeżeli wymaga tego system elektroenergetyczny, należy zmierzyć kąt mocy linii dla linii stacji podwyższającej.

Rys. 4 Konfiguracja pomiarów elektrycznych linii elektrowni wodnej

Tabela 3 Wybór pomiaru liniowego

3.2.3 Elementy pomiarowe szyn zbiorczych powinny spełniać następujące wymagania:

1 Szyny zbiorcze generatora napięcia 6,3 kV i więcej oraz szyny zbiorcze 35 kV, 66 kV powinny mierzyć napięcie i częstotliwość szyn zbiorczych oraz jednocześnie mierzyć napięcie trójfazowe.

2 Autobusy o napięciu 110 kV i większym powinny mierzyć trzy napięcia i częstotliwości sieciowe.

3 Wyłączniki obwodu szynowego 6,3 kV i większe, wyłączniki sekcji szyn, wyłączniki mostka wewnętrznego i wyłączniki mostka zewnętrznego powinny mierzyć prąd przemienny, a 110 kV i więcej powinny mierzyć prąd trójfazowy.

4 Należy zmierzyć prąd trójfazowy dla każdego obwodu wyłącznika z okablowaniem 3/2, okablowaniem 4/3 i okablowaniem narożnym.

5 Wyłączniki obejściowe, wyłączniki szynowe lub sekcyjne i obejściowe oraz wyłączniki mostka zewnętrznego o napięciu 35 kV i większym powinny mierzyć moc czynną i moc bierną oraz mierzyć energię czynną i energię bierną. Gdy możliwe jest przesyłanie i odbieranie mocy, moc czynna należy mierzyć moc w obu kierunkach i mierzyć energię czynną w obu kierunkach;w przypadku pracy z opóźnieniem fazowym i wyprzedzeniem fazy należy mierzyć moc bierną w obu kierunkach oraz mierzyć energię bierną w obu kierunkach.

Rys. 5 Konfiguracja pomiarów elektrycznych szyn zbiorczych w elektrowni wodnej

Tabela 4 Wybór pomiaru magistrali

3.2.4 Należy mierzyć prąd trójfazowy i moc bierną dla grup dławików 110 kV i większych oraz mierzyć energię bierną.Obwód dławika bocznikowego 6,3 kV ~ 66 kV powinien mierzyć prąd przemienny.

Tabela 5 Dobór pomiaru reaktora

3.3 Pomiary elektryczne i pomiary energii zakładowego systemu elektroenergetycznego

3.3.1 Prąd przemienny, moc czynną i energię czynną należy mierzyć po stronie wysokiego napięcia fabrycznego transformatora mocy.Gdy po stronie wysokiego napięcia nie ma warunków pomiaru, można go zmierzyć po stronie niskiego ciśnienia.

3.3.2 Należy zmierzyć napięcie prądu przemiennego na szynie roboczej instalacji elektrycznej zakładowej.Jeżeli punkt neutralny nie jest skutecznie uziemiony, a

Napięcia międzyfazowe i trójfazowe;jeżeli przewód neutralny jest skutecznie uziemiony, należy zmierzyć trzy napięcia międzyfazowe.

3.3.3 W liniach zasilających na terenie zakładu należy mierzyć prąd trójfazowy, a energię czynną można mierzyć zgodnie z potrzebami pomiaru energii elektrycznej.

3.3.4 Pomiar prądu trójfazowego należy wykonać dla transformatorów elektroenergetycznych o mocy 50 kVA i większej przy obciążeniach oświetleniowych.

3.3.5 Prąd jednofazowy należy mierzyć przynajmniej dla obwodu silnika o mocy 55kW i większej.

3.3.6 Jeżeli po stronie niskiego napięcia fabrycznego transformatora mocy znajduje się układ trójfazowy czteroprzewodowy o napięciu 0,4 kV, należy zmierzyć prąd trójfazowy.

3.3.7 Wyłącznik sekcyjny zasilania fabrycznego powinien mierzyć prąd jednofazowy.

3.3.8 Generatory diesla powinny mierzyć prąd trójfazowy, napięcie trójfazowe, moc czynną oraz mierzyć energię czynną.

Rys. 6 Konfiguracja pomiarów elektrycznych sieci energetycznej elektrowni wodnej

Tabela 6 Wybór konfiguracji pomiarów elektrycznych dla zakładowego systemu elektroenergetycznego

3.4 Pomiar elektryczny systemu elektroenergetycznego prądu stałego

3.4.1 System zasilania prądem stałym powinien mierzyć następujące elementy:

1 Napięcie magistrali systemowej DC bez urządzenia obniżającego napięcie.

2 Napięcie szyny zamykającej system prądu stałego i napięcie szyny sterującej z urządzeniem obniżającym napięcie.

3 Urządzenie ładujące podaje napięcie i prąd.

4 Napięcie i prąd akumulatora.

3.4.2 Obwód akumulatora powinien mierzyć prąd ładowania bezpotencjałowego.

3.4.3 W przypadku stosowania akumulatora kwasowo-ołowiowego z regulowanym zaworem zaleca się dokonanie pomiaru napięcia pojedynczego akumulatora lub akumulatora zmontowanego w drodze kontroli.

3.4.4 Szafka rozdzielcza prądu stałego powinna mierzyć napięcie magistrali.

3.4.5 Test izolacji szyny prądu stałego powinien być zgodny z odpowiednimi postanowieniami aktualnej normy branżowej „Kodeks projektowania systemu zasilania prądem stałym w elektrowniach wodnych” NB/T 10606.

3.4.6 Gdy system zasilania prądem stałym jest wyposażony w mikrokomputerowe urządzenie monitorujące, pomiary konwencjonalnymi przyrządami mogą mierzyć jedynie napięcie szyny prądu stałego i napięcie akumulatora.

3.5 Pomiary elektryczne systemu zasilania bezprzerwowego (UPS).

3.5.1 UPS powinien zmierzyć następujące elementy:

1 Napięcie wyjściowe.

2 Częstotliwość wyjściowa.

3 Moc wyjściowa lub prąd.

3.5.2 Główna szafa rozdzielcza UPS powinna mierzyć prąd wejściowy, napięcie magistrali i częstotliwość.

3.5.3 Szafa rozdzielcza UPS może mierzyć napięcie magistrali.

Rysunek 7 Pomiar elektryczny układu prądu stałego i akumulatora

Tabela 7 Wybór pomiaru systemu DC

3.6 Powszechnie mierzone elektryczne przyrządy pomiarowe i przyrządy do pomiaru energii elektrycznej

3. 6.1 Ustawienie elektrycznych przyrządów pomiarowych powinno spełniać następujące wymagania:

1. Ustawienia elektrycznych przyrządów pomiarowych do rutynowych badań powinny prawidłowo odzwierciedlać parametry pracy instalacji elektrycznych.

2 Jeżeli wymagana jest funkcja zdalnej transmisji, należy skonfigurować elektryczny przyrząd pomiarowy przesyłający parametry elektryczne za pomocą transmisji danych lub wyjścia analogowego.

3 Generatory hydrauliczne, silniki generatorów, dwuuzwojeniowy transformator główny po stronie wysokiego napięcia, trójuzwojeniowy transformator główny po stronie wysokiego napięcia, stronie średniego napięcia i stronie niskiego napięcia, mogą zastąpić sekcję wyłącznika liniowego i szyny- wyłącznik sprzęgłowy, wyłącznik mostka zewnętrznego, wyłączniki i linie połączone kątowo powinny być wyposażone w kompleksowe przyrządy pomiarowe do pobierania próbek energii elektrycznej prądu przemiennego;zakładowe transformatory mocy i obwody dystrybucji mocy zakładowych systemów elektroenergetycznych mogą być wyposażone w kompleksowe przyrządy pomiarowe do pobierania próbek prądu przemiennego.

3.6.2 Ustawienia zwykłych przyrządów pomiarowych ekranu analogowego powinny spełniać następujące wymagania:

1 Jeżeli komputerowy system monitorowania nie posiada ekranu analogowego, w sterowni należy zrezygnować z rutynowych przyrządów pomiarowych.Jeżeli komputerowy system monitorowania jest wyposażony w ekran analogowy, należy uprościć często mierzone przyrządy na ekranie analogowym i zastosować instrumenty cyfrowe sterowane komputerowo.

2 Na ekranie symulacji należy zainstalować następujące elektryczne przyrządy pomiarowe:

1) Mierniki mocy czynnej i biernej generatorów wodnych i silników generatorów.

2) Liczniki mocy czynnej i biernej dla linii o napięciu 110 kV i wyższym;mierniki mocy czynnej dla linii o napięciu 35kV i powyżej i poniżej 110kV.

3) Woltomierz liniowy i miernik częstotliwości dla autobusów 35 kV i wyższych.

4) Licznik całkowitej mocy czynnej i całkowitej mocy biernej całej instalacji.

5) Dwukierunkowe liczniki mocy biernej lub liczniki mocy czynnej instalowane na hydrogeneratorach, które mogą pracować z wyprzedzeniem fazy lub modulacją fazy;dwukierunkowe liczniki mocy czynnej i biernej są instalowane na silnikach generatorów i liniach, które mogą przesyłać i odbierać energię elektryczną.miernik mocy.

6) Inne przyrządy pomiarowe.

3.6.3 Lokalna jednostka sterująca jednostki powinna być wyposażona w kompleksowy przyrząd do pomiaru mocy pobierającej próbki prądu przemiennego, przetwornik mocy czynnej i mocy biernej oraz w zależności od potrzeb przetwornik napięcia przemiennego stojana.

3.6.4 Ekran wzbudzenia powinien być wyposażony w przetworniki prądu stałego do pomiaru prądu wzbudzenia i napięcia wzbudzenia.

3.6.5 Lokalne jednostki sterujące, takie jak rozdzielnie i urządzenia użyteczności publicznej, powinny być wyposażone w kompleksowe przyrządy pomiarowe do pobierania próbek mocy prądu przemiennego i/lub przetworników mocy, przy czym nie można konfigurować innych konwencjonalnych elektrycznych przyrządów pomiarowych.

3.6.6 Konfiguracja elektrycznych przyrządów pomiarowych w rozdzielnicy zakładowego systemu elektroenergetycznego powinna spełniać następujące wymagania:

1 Rozdzielnica po stronie wysokiego napięcia fabrycznego transformatora mocy powinna być wyposażona w konwencjonalny jednofazowy amperomierz i jednofazowy przetwornik prądu przemiennego lub kompleksowy przyrząd do pomiaru gwiazdowego mocy próbkowania prądu przemiennego. Gdy rzeczywisty prąd obciążenia rozdzielnica po stronie wysokiego napięcia transformatora mocy instalacji jest mniejsza niż 30% znamionowego prądu pierwotnego przekładnika prądowego, w instalacji można zainstalować konwencjonalny amperomierz, kompleksowy przyrząd pomiarowy do pobierania próbek energii elektrycznej prądu przemiennego lub przetwornik prądu przemiennego. rozdzielnica po stronie niskiego napięcia transformatora mocy elektrowni.

2 Jeżeli strona niskiego napięcia transformatora mocy jest trójfazową siecią czteroprzewodową 0,4 kV, rozdzielnica po stronie niskiego napięcia transformatora mocy powinna być wyposażona w konwencjonalny amperomierz trójfazowy i jednofazowy prąd przemienny nadajnik lub przyrząd do pomiaru mocy prądu przemiennego typu proctor.

3 Szafa przekładnika napięciowego szyn zbiorczych powinna być wyposażona w przetwornik napięcia przemiennego lub kompleksowy przyrząd pomiarowy prądu przemiennego do pomiaru napięcia szyn zbiorczych.W systemie z nieefektywnym uziemieniem punktu neutralnego szafa transformatora napięcia magistrali powinna być wyposażona w przełącznik i woltomierz do pomiaru napięcia sieciowego i napięcia trójfazowego. W systemie uziemienia efektywnego punktu neutralnego szafa transformatora napięcia magistrali może być wyposażone w przełącznik i woltomierz do pomiaru trzech napięć sieciowych.

4 W każdym obwodzie zasilającym szafy wyłącznika sekcji szynowej i szafce zasilającej zakładowego systemu elektroenergetycznego należy zainstalować amperomierze, a szafka wyłącznika sekcji szyny powinna być wyposażona w przetwornik prądu przemiennego.

3.6.7 Szafa sterownicza generatora diesla powinna być wyposażona w kompleksowy przyrząd pomiarowy do pobierania próbek energii elektrycznej prądu przemiennego.

3.6.8 W wielofunkcyjne liczniki energii elektrycznej należy wyposażyć następujące obwody:

1 Obwody stojana generatorów hydroelektrycznych i silników generatorów.

2 Jedna strona dwuuzwojeniowego transformatora głównego i trzy strony trójuzwojeniowego transformatora głównego.

3 Linie 6,3 kV i wyższe.

4 Wyłącznik obejściowy, łącznik magistrali i obwód wyłącznika obejściowego.

5 Jedna strona fabrycznego transformatora mocy.

6 Obwód wejściowy zewnętrznego źródła zasilania zabezpieczającego.

7 Inne obwody, które muszą mierzyć energię elektryczną.

3.6.9 Wybór typu i działanie konwencjonalnych elektrycznych przyrządów pomiarowych i przyrządów do pomiaru energii elektrycznej powinny spełniać następujące wymagania:

1 Do pomiaru mocy punktu neutralnego, który nie jest skutecznie uziemiony, należy zastosować kompleksowy przyrząd pomiarowy mocy próbkowania prądu przemiennego z trójfazowym czteroprzewodowym połączeniem, a pomiar mocy powinien być metodą obliczeniową trójfazowego trójprzewodowego.Przetworniki mocy czynnej i biernej powinny być trójfazowe trójprzewodowe, a do pomiaru energii elektrycznej można wykorzystać trójfazowy trójprzewodowy wielofunkcyjny licznik energii elektrycznej.

2 Do pomiaru energii elektrycznej punktu neutralnego skutecznie uziemiającego należy zastosować trójfazowy, czteroprzewodowy, kompleksowy przyrząd pomiarowy do pobierania próbek energii elektrycznej prądu przemiennego oraz przetwornik mocy czynnej i biernej, a pomiar energii elektrycznej powinien wykorzystywać trójfazowy, czteroprzewodowy, wielofunkcyjny przyrząd do pomiaru energii elektrycznej metr.

Minimalne wymagania dotyczące dokładności konwencjonalnych elektrycznych przyrządów pomiarowych powinny być zgodne z postanowieniami tabeli 3.6.9-1.

Uwaga: ★ Jeżeli kompleksowy przyrząd pomiarowy do pobierania próbek wielkości prądu przemiennego jest używany do pomiaru prądu i napięcia prądu przemiennego w innych układach elektrycznych, z wyjątkiem pomiaru energii elektrycznej, jego minimalna wymagana dokładność wynosi 0,5.

Minimalne wymagania dotyczące dokładności przetworników, przekładników pomiarowych i boczników pomiarowych powinny spełniać wymagania tabeli 3.6.9-2.

5 Zakres pomiarowy wskaźnikowego przyrządu pomiarowego powinien być taki, aby wartość znamionowa urządzenia energetycznego była wskazywana na około 2/3 skali przyrządu.Dla wartości mocy lub obu stron należy wybrać przyrząd wskazujący ze skalą zerową pośrodku skali.

6 Nominalna wartość wyjściowa przetwornika powinna wynosić 4 mA ~ 20 mA DC lub 4 mA ~ 12 mA ~ 20 mA DC, górna granica wartości nominalnej powinna stanowić od 1,2 do 1,3 razy znamionowej wartości mierzonej i przyjąć odpowiednią liczbę całkowitą do kalibracji .Wartość pełnej skali przyrządu wskaźnikowego podłączonego do przetwornika powinna być zgodna ze skalibrowaną wartością mierzoną, podłączony przyrząd cyfrowy i moduł komputerowego systemu monitorowania należy skalibrować zgodnie ze skalibrowaną tutaj wartością mierzoną.

7 Minimalne wymagania dotyczące dokładności wielofunkcyjnego licznika energii elektrycznej powinny być zgodne z postanowieniami tabeli 3.6.9-3.

8 Wielofunkcyjny licznik energii elektrycznej powinien posiadać funkcję rejestracji i pomiaru czasu utraty ciśnienia.W przypadku, gdy wielofunkcyjny licznik energii elektrycznej przyjmuje zasilanie pomocnicze, po utracie zasilania przez zasilacz pomocniczy należy prowadzić ewidencję ilości i dat awarii zasilania.

9 Interfejs wyjściowy i komunikacyjny powinien spełniać następujące wymagania:

1) Oprócz wyjścia analogowego, przetwornik mocy może mieć jednocześnie tryb wyjściowy interfejsu transmisji danych.Fizyczne połączenie komunikacji i protokół Shixin powinno spełniać wymagania komputerowego systemu monitorowania.

2) Zintegrowany przyrząd pomiarowy mocy próbkowania prądu przemiennego powinien mieć tryb wyjściowy interfejsu transmisji danych, a fizyczne połączenie i protokół komunikacji powinny spełniać wymagania komputerowego systemu monitorowania.Gdy system automatyki dyspozytorskiej wymaga bezpośredniego przesłania informacji o zdalnej stacji roboczej, zintegrowany przyrząd pomiarowy do pobierania próbek mocy prądu przemiennego powinien dodać kolejny interfejs komunikacyjny, a fizyczne połączenie i protokół komunikacyjny powinny spełniać wymagania zdalnej stacji roboczej.

3) Wielofunkcyjny licznik energii elektrycznej powinien posiadać tryb wyjściowy interfejsu teleinformatycznego.Jeżeli system automatyzacji wysyłki wymaga gromadzenia i bezpośredniego dostarczania danych, należy przewidzieć dwa interfejsy teleinformatyczne, z których każdy powinien spełniać wymagania fizycznego połączenia komunikacyjnego i protokołu komunikacyjnego komputerowego systemu monitorowania i sieci danych wysyłkowych.

10 Zasilacze pomocnicze do przetworników, kompleksowe przyrządy pomiarowe prądu przemiennego do pobierania próbek, wielofunkcyjne liczniki energii elektrycznej i przyrządy wyświetlające cyfrowe powinny wykorzystywać zasilacz prądu stałego lub zasilacz UPS.

11 Konfiguracja licznika energii na bramce systemu powinna być zgodna z aktualną normą branżową „Przepisy dotyczące zarządzania technicznego dla urządzeń pomiarowych energii elektrycznej” DUT448 i „Przepisy techniczne dotyczące projektowania systemów pomiaru energii elektrycznej” DL/T5202 oraz terminal system rozliczeń sieci i energii w Regulaminie projektowania systemu dostępu.

Tabela 8. Parametry doboru przetworników, przyrządów cyfrowych, wielofunkcyjnych liczników watogodzin i innego sprzętu

3.7 Okablowanie wtórne pomiaru elektrycznego i pomiaru energii elektrycznej

3.7.1 Licznik watogodzin na wejściu systemu powinien być wyposażony w specjalne przekładniki prądowe i napięciowe lub specjalne uzwojenia wtórne transformatorów i nie może być podłączany do urządzeń niezwiązanych z pomiarem energii elektrycznej.

3.7.2 Wyboru poziomu dokładności przekładnika prądowego stosowanego w liczniku energii elektrycznej na bramce systemu należy dokonać zgodnie z klauzulą ​​7 artykułu 3.6.9 niniejszej specyfikacji.

3.7.3 W urządzeniach do dystrybucji energii o napięciu 110 kV i większym, generatorach hydroelektrycznych o mocy 100 MW i większej oraz silnikach generatorów należy stosować przekładniki prądowe o znamionowym prądzie wtórnym wynoszącym 1 A.

3.7.4 Należy zagwarantować, że rzeczywiste obciążenie podłączone do uzwojenia wtórnego przekładnika prądowego będzie mieścić się w zakresie 25% ~ 100% znamionowego obciążenia wtórnego.

3.7.5 Znamionowe napięcie linii wtórnej głównego uzwojenia wtórnego przekładnika napięciowego powinno wynosić 100 V.

3.7.6 Należy zagwarantować, że rzeczywiste obciążenie podłączone do uzwojenia wtórnego przekładnika napięciowego będzie mieścić się w zakresie 25% ~ 100% znamionowego obciążenia wtórnego.

3.7.7 Okablowanie wtórne przekładnika prądowego licznika energii na bramce systemu powinno być wykonane metodą okablowania z separacją faz.W przypadku zastosowania trójfazowego czteroskrętnego licznika energii elektrycznej do licznika energii elektrycznej na wyjściu generatora i innych liczników energii elektrycznej, przekładnik prądowy można podłączyć w gwiazdę;w przypadku zastosowania trójfazowego trójprzewodowego licznika energii elektrycznej przekładnik prądowy można podłączyć w niepełne połączenie w gwiazdę.

3.7.8 Jeżeli do tego samego uzwojenia wtórnego przekładnika prądowego podłączonych jest kilka przyrządów pomiarowych, kolejność okablowania przyrządów powinna być następująca: przyrząd do pomiaru energii elektrycznej, przyrząd wskazujący lub wyświetlający, kompleksowy przyrząd pomiarowy do pobierania próbek prądu przemiennego oraz przetwornik wielkości elektrycznej.Gdy okablowanie wtórne przekładnika prądowego przyjmuje połączenie w gwiazdę lub niekompletne połączenie w gwiazdę, punktu połączenia w gwiazdę nie należy prowadzić do listwy zaciskowej po utworzeniu zacisku przyłączeniowego przyrządu, ale prąd każdej fazy powinien być doprowadzony do zacisku blok.Uformuj gwiazdę na listwie zaciskowej.

3.7.9 Dla uzwojenia wtórnego przekładnika prądowego przeznaczonego dla licznika energii elektrycznej oraz obwodu wtórnego specjalnego przekładnika napięciowego, przed podłączeniem do zacisku licznika energii elektrycznej należy przetestować puszkę przyłączeniową, aby ułatwić jej podłączenie: kalibracja licznika na miejscu i wymiana licznika wraz z obciążeniem.

3.7.10 Po stronie wtórnej transformatora ciśnieniowego należy zainstalować wyłącznik niskiego napięcia.Jeżeli strona wtórna jest wyprowadzona przez obwód odgałęziony, każdy obwód odgałęziony powinien być zainstalowany niezależnie.

3.7.11 Obwód wtórny przekładnika prądowego powinien mieć jeden i tylko jeden punkt uziemienia;jeżeli przekładnik prądowy jest przeznaczony do pomiarów elektrycznych lub pomiaru energii elektrycznej, powinien być uziemiony w jednym miejscu poprzez listwę zaciskową przy urządzeniu do dystrybucji energii;jeśli jest współdzielony z innym sprzętem. W przypadku stosowania przekładnika prądowego metoda uziemienia transformatora powinna być zgodna z odpowiednimi postanowieniami aktualnej normy branżowej „Kodeks projektowania okablowania wtórnego w elektrowniach wodnych” NB/T 35076.

3.7.12 Uzwojenie wtórne połączenia transformatora napięciowego w gwiazdę powinno przyjmować metodę jednopunktowego uziemienia punktu neutralnego, a przewód uziemiający punktu neutralnego nie powinien być łączony szeregowo z urządzeniami, które mogą zostać odłączone;gdy przekładnik napięciowy jest używany do pomiarów elektrycznych lub pomiaru energii elektrycznej. Jeżeli przekładnik napięciowy jest współdzielony z innym sprzętem, metoda uziemienia transformatora powinna być zgodna z odpowiednimi postanowieniami aktualnej normy branżowej „Kodeks projektowania wtórnego okablowania elektrowni wodnych” Uwaga: 35076.

3.7.13 Przekrój żyły kabla obwodu prądu wtórnego przekładnika prądowego należy obliczać zgodnie ze znamionowym obciążeniem wtórnym przekładnika prądowego. Jeżeli prąd wtórny wynosi 5 A, przekrój żyły rdzenia kabla powinien nie być mniejszy niż 4 mm2;gdy prąd wtórny wynosi 1A, przekrój żyły kabla nie powinien być mniejszy niż 2,5 mm2.

3.7.14 Przekrój żyły kabla obwodu wtórnego przekładnika napięciowego powinien odpowiadać następującym przepisom:

1 Spadek napięcia wyłącznie podłączonego do miernika wskazówkowego nie powinien być większy niż 1,5% znamionowego napięcia wtórnego.

2 Spadek napięcia zintegrowanego przyrządu do pomiaru wielkości prądu przemiennego, miernika cyfrowego i podłączonego do niego elektrycznego przetwornika wielkości nie powinien być większy niż 0,5% znamionowego napięcia wtórnego.

3 Spadek napięcia licznika energii elektrycznej podłączonego z dokładnością 0,5 i wyższą nie powinien być większy niż 0,2% znamionowego napięcia wtórnego.

4 Błąd odzwierciedlony przez dopuszczalny spadek napięcia powinien obejmować złożony błąd różnicy współczynników i różnicy kątów spowodowanych przez wzajemną indukcyjność napięcia i wtórny przewód wiejski, a nie powinien być tylko pojedynczą różnicą współczynnika.

5 Minimalny przekrój żyły kabla nie powinien być mniejszy niż 2,5 mm².

4. System zarządzania energią elektrowni

System zarządzania energią Acrel-3000 dla elektrowni wodnych przeznaczony jest do hydroelektrowni, transformatorów podwyższających napięcie, obwodów wyjściowych, transformatorów fabrycznych i części niskonapięciowych elektrowni wodnych, ekranów i akumulatorów DC systemów DC oraz lokalnych jednostek sterujących (LCU). ) w elektrowniach wodnych.Scentralizowane monitorowanie parametrów elektrycznych i nieelektrycznych elektrowni można również podłączyć do jednostki kontrolno-pomiarowej zabezpieczeń w stacji, aby monitorować wytwarzanie i zużycie energii, zarządzanie sprzętem oraz zarządzanie eksploatacją i konserwacją elektrowni.

Rysunek 7 Pomiar elektryczny układu prądu stałego i akumulatora

Przegląd instalacji i wyświetlanie schematu jednoliniowego

Generator, monitorowanie stanu transformatora

zapytanie o dane

rejestracja sekwencji zdarzeń

 

kontrola i regulacja

Nienormalny alarm

Statystyki i tabele